低压低渗透气田Ø139.7 mm套管开窗侧钻水平井钻井液技术

苏里格气田属于低压低渗透气田,部分常规井已失去开采价值,实施Ø139.7 mm套管开窗侧钻水平井有助于老井恢复新的采气能力,与常规井眼相比,Ø139.7 mm套管开窗侧钻水平井井眼存在润滑防卡、水平段泥岩坍塌、窄环空间隙易漏失等技术难点。研制了强抑制、强封堵CQSP-4钻井液体系,并对其流变性、防塌性、抑制性、润滑性进行了室内评价,实验表明,100℃、12h岩屑滚动回收率达95.63%,100℃热滚24 h后API滤失量2.8 mL、高温高压滤失量13.2 mL,抗钻屑污染能力高达14%。对开窗侧钻、裸眼段钻进、钻井液固相控制、防漏、降摩减阻、井眼清洁等钻井液工艺进行了优化,截至2022年12月共进行了18口井现场应用,钻井周期较2017-2018年降低69.58%,机械钻速提高了102.82%,平均钻井周期由之前的80.5 d降至24.49 d,达到了提速提效的目的。该技术可为国内其他地区同类井施工提供借鉴。

?193.7mm套管开窗侧钻分支井钻完井技术

曙125-H3井位于辽河坳陷西部凹陷曙光低潜山曙125区块,是一口利用复杂结构分支井技术提高单井控制储量的特殊工艺井。该井是国内首口?193.7 mm套管开窗侧钻的分支井,存在井身结构复杂、井场位置受限、井深、水平段长、轨迹上翘等实施难点。通过井身结构优化、开窗位置优选、井眼轨迹优化实现了井身结构瘦身,节约了钻井投资,通过高压造斜器底座的研制与应用、钻具优选、钻进方式优化、紧后扩眼、强刚性钻具通井、弯管-导管重入等技术解决了现场实施中的技术难点。该井的成功实施提供了一种新的分支井井身结构,可以有效降低钻井投资,提高单井井眼波及范围。

Φ193.7 mm非常规套管完井在海上油田侧钻井的应用

老井侧钻是渤海油田治理低产低效井和挖潜剩余油的重要手段之一,但海上油田侧钻井常规井身结构因Φ177.8 mm生产套管内径太小达不到油藏分层开采的目的。分析了渤海油田井身结构的现状,对侧钻后的井眼尺寸和套管尺寸进行优化,通过改进老井侧钻作业时常用井身结构,在海上油田首次创新应用了Φ193.7 mm非标准套管程序和配套的关键工具和工艺技术,现场试验取得了成功。为海上油田复杂油藏精细高效开发奠定了重要的基础,具有广阔应用前景。

苏里格气田小井眼套管开窗侧钻水平井钻完井技术

侧钻水平井可动用原井控制储量,挖潜侧向、纵向剩余油气藏。国内外研究表明:长时间停产井重新复产及低产井增产都需要实施侧钻水平井工艺。苏里格气田地处鄂尔多斯盆地,是我国储量规模超万亿的特大气田,已建成249×10^8m^3的年产能,但其单井产量低、递减速度快,日产量小于3000 m^3的井占50%。如何实现苏里格气田开发的稳产和降本增效,探索侧钻水平井,提高气田采收率是一个技术方向。针对研究区块的小井眼侧钻水平井的工艺难点,从安全钻井、完井工艺、经济效益方面开展研究。现场试验侧钻水平井12口,平均水平段长度672 m,平均钻井周期为49 d,工艺实施后平均单井日产气量2.7×10^4m^3。实践表明,套管侧钻水平井对苏里格气田低产低效井提高气田采收率在技术上是可行的。

庄海8Ng-H3K井开窗侧钻大位移水平井钻完井技术

庄海8Ng-H3井水平段筛管统一开采,目前处于高含水期,在其井眼内开窗侧钻庄海8Ng-H3K大位移水平井,以继续开发馆陶油藏。介绍了该井在Ф244.5mm套管内开窗侧钻技术,施工中应用了斜向器开窗和旋转导向、随钻测井及随钻测量等配套技术;借鉴庄海8Ng-H3井经验,采用了变密度筛管完井控制底水的分段开采技术。该井投产后日产油25t,含水6.3%,与邻井相比控水效果明显。该井的成功经验可为同类井施工提供借鉴。